MDT дослідження, Гідродинамічні дослідження свердловин (ГДІС)

MDT дослідження

Нині займаюся інтерпретацією MDT дослідження. Допоможіть будь ласка. :-) За даними дослідження є точки, які потрапили в глину. Як таке можливо? І що робити із такими точками? Адже на градієнті тиску вони не лежать.

Нічого не робити, якщо вважаєш що некоректні, ігноруй їх А взагалі треба розуміти, що у MDT є деяка похибка прив'язки по глибині. Плюс є ще проблеми з LWD vs wireline logs (і чи були це up або down logs). Іноді буває що не виходить взяти сампл з піску, що здається, з цієї ж причини. Добре б ще відповісти собі на питання, чому робилися виміри в глині (зазвичай не роблять), може кореляція була інша.

1. проведення точкових вимірів дає нам градієнт тисків по пласту, у ньому ми обчислюємо гвк/внк. Ці дані є аргументом обґрунтування гВК/ВНК при підрахунках запасів. як до них ставляться до ДКЗ?

2. Дебіти, обчислені за MDT (за наповненням контейнерів через число ходів поршня) крім як в урну чи можна їх куди використовувати? знову ж таки дорівнюють вони стандартним випробуванням які хочуть бачити в ДКЗ?

3. Криві КВС після відбору проб, чи використовують товариші гідродинаміки? чи через ефект суперчарджингу та глибокого проникнення фільтрату розчину неможливо отримати кондиційні результати? проникність отримана для зони 10 см кому потрібна?

4. Семпли, які отримують при MDT, при відборі туди обов'язково відбирається і фільтрат. та розгазування найчастіше відбувається. тому що припроектних депресіях доводиться стояти по 5-10 годин, це і робота насоса дорого виходить і прихоплення труб можливе. тому депресію збільшують наперед отримуючи свого роду некондицію

5. Чи не простіше провести стандартні випробування. коли після такого супердорого методу постає більше проблем, ніж їхніх рішень?

1. Не впевнений, як до цих даних належить ГКЗ, але за стандартами SEC та SPE – можна. Слід зазначити, що визначення контакту MDT дещо складніше, ніж просто проведення прямих ліній через точки. Деяка кількість похибок також має бути взята до уваги. На жаль, зараз я вже не пам'ятаю точну специфікацію похибки вимірювань MDT при одиничному вимірі, але при проведенні вимірів із різними quartz gauges, допустима акуратність виміру +/-2.2psi+0.01% вимірюваного тиску. Тобто, як наслідок: передбачимо, ми міряємо один і той же градієнт у 2-х свердловинах двома різними сенсорами. Тиск, скажімо 5000 psi. Порівняння отриманих вимірів може розбігатися на 5 psi і це буде в межах норми. Якщо до цього додати помилку з обчислення TVD, помилку з визначення глибини і т.д., то для мене розкид у 10 psi цілком допустимий. Розкид значно збільшиться, якщо вимір робиться на semi-sub. Якщо ввести в рівняння ще одну змінну - ебланство персоналу (якось, не введена поправка по глибині, кут тощо), то 50 psi може бути мало.

2.5. Використовувати можна, але дивлячись для чого. Для запасів – навряд, якщо тільки ти не в Мексиканській затоці.

3. Крві КВД використовувати можна. Якщо вищезазначені ефекти не домінують, і 99% тільки у випадку straddle packer.

немає часу дописувати, якщо є питання - PM

2. Скільки я не дивився залежність між MDT та проникністю дуже погана. Можна тількиговорити про якісну кореляцію.

3. Кількісно інтерпретувати можна тільки результати з подвійним пакером, що вже не є стандартним MDT.

4. Є різні умови, але як правило, чим менше проникність, тим складніше відібрати хорошу пробу. (Великий сегмент MDT – це офшор з хорошими проникностями). Зазвичай більше проблем із фільтратом ніж із розгазуванням.

5. Стандартним методом не одержати градієнта. Якщо у тебе 5 пластів стандартно відібрати проби з кожного з них не так просто. Для умов офшору відібрати проби стандартно не завжди є можливість.

у ГКЗ використовувати можна для обґрунтування контактів

не дорівнюють, все ж для ГКЗ для С1 в першу чергу потрібна перфорація

так.. зі всьогогуслуханого я зрозумів що всі розуміють що цей метод по суті те й не потрібен на звичайних родовищах крім "мексиканського затоки"? :) ну може ще винятки з якоюсь віддаленою ділянкою з вертолітним варіантом.. і те..

Чому українські замовники ведуться на це багатомільйонне розлучення. у чому ж основні переваги? де плюси на відміну від стандартних випробувань із відбором проб (глибинних та поверхневих)?

так.. зі всьогогуслуханого я зрозумів що всі розуміють що цей метод по суті те й не потрібен на звичайних родовищах крім "мексиканського затоки"? :) ну може ще винятки з якимабо віддаленим ділянкою з вертолітним варіантом.. і те..

напевно причини можуть бути об'єктивні та суб'єктивні

ну якщо нескладно приклади в студію.. а то не дуже зрозуміло які причини.

Метод безумовно потрібен для тих, хто хоче дійсно розуміти, що відбувається на родовищі і які його запаси (особливо актуальний для карбонатів).

для уточнення петрофізичної моделі, наприклад, корисні точкові виміри

для гідродинаміків однозначно - тільки випробування з двопакерним компонуванням

1. Спочатку трохи розділимо MDT дослідження: є випробування з притискним зондом (точковий контакт із пластом), є випробування з модулем подвійного пакеру.

Точковий контакт із пластом - найчастіше тільки для вимірів тиску (обсяг відбору зазвичай 5-20 см3). Отриманий профіль "рухливості" при великій щільності вимірів (кожні 20-30 см) - аналог профілю проникності по керну.

Випробування з модулем подвійного пакера - по суті випробування пласта (відкачування великих обсягів): дозволяє ідентифікувати флюїд за допомогою оптичних сенсорів, можна записати і КВД.

Можна і з притискним зондом качати великі обсяги, проводити оптичний аналіз та відбирати проби - але це у разі високій проникності

2. Як ви зібралися використати цей дебіт? Коли випробовується частина пласта у відкритому стволі (у більшості випадків має бути спуск колони, цементаж і перфорування - параметри привибійної зони будуть зовсім інші). Просте "масштабування" (якщо з ділянки пласта потужністю 1м біг 1м3\д при депресії 1атм, то з 2м буде притока вдвічі більша при тій же депресії) не працює.

3. Після 3-10 годин КВД глибина зони дослідження аж ніяк не 10 см - практично ДСТ але з 1-м перфорованим інтервалом.

4. Фільтрат в основному "страшний" для рідин, що змішуються, в іншому випадку - це швидше питання отримання необхідного обсягу нафти для PVT аналізу в лабораторії: заповніть два контейнери замість одного якщо не хочете чекати очищення від фільтрату, в лабораторії воду успішно відокремлять від нафти: ).

Розгазування при відборі проби - питання проникності пласта. А потім це вже питання транспортування: коли проби можуть і по

півроку подорожувати та незрозуміло в яких умовах.

5. Звичайний ДСТ - як вже сказали не дозволяє отримати градієнт (вірніше можна збоченим способом - спробуйте окремі інтервали пласта випробувати - яка вартість тоді буде?) трохи доповню про градієнт: зі звичайним ДСТ не отримати ні градієнт тиску, ні композиційний градієнт (якщо такий є).

Хочу розповісти мій досвід роботи з двопакерним RCI (BakerHughes) – аналог MDT. По-перше дуже дороге задоволення, по-друге ми використовували систему з пакерами, що надуваються, і намагалися качати флюїд. Стан свердловини був добрий, але проникність мабуть ні до біса, не могли відібрати пробу - постійно йшов розчин. Пішло 3 години на 1 пробу, по оптичному аналізатору сказали, що газ і легка нафта. Після 3 годин стирчання у свердловині на одному місці здули пакери та все. НІ назад не вперед. RCI робили на кабелі. Коротше кабель десь угорі по розрізу залип. Це з'ясувалося при ловильних роботах. Кабель порізали та почався фішинг. Витягли RCI – гумки пакерів пошкоджені.

Довго думаю вирішили ще раз спуститися та взяти проби single probe. так якїм все одно пакери треба було "переодягнути" а бекапів не було. Ну ми вирішили цього разу на одній точці більше 15 хвилин не проводити, щоб запобігти залипанню кабелю. Тільки з нашою проникністю (або бітумом в породі) за 15 хвилин неможливо було відібрати кондиційні проби, весь час був тільки розчин. Начебто кілька крапок із тисків відібрали, флюїд не встигли, бо знову встряли. Ідея була така - йдемо вниз по стовбуру і спочатку беремо далення, швидко дивимося градієнти і вирішуємо брати в цих точках пробу. Але в результаті жодного флюїду не відібрали. Ще одні ловильні роботи.

Рахунок на півмільйона доларів,

У єдиній відібраної як нормальної пробі виявився бур розчин і трохи газу. Хвалений оптичний аналізатор м'яко кажучи помилився.

Простий через ловильні роботи

дані щодо тисків показали повну нісенітницю.

А ще виявилося, що Бекери для пакерів використовували гумки більшого діаметру, ніж для 8.5 інчової свердловини. Припустимо що навіть якби у нас не було залипання, то ми б вдруге в свердловині пакер надути не змогли, Прні здуванні після першого використання гумка бовталася і перейшовши на іншу точку не пошкодивши її було б напевно нереально. Хоча Бекери обіцяли, що 4 (точно не пам'ятаю) рази пакер без проблем повинен надуватися = здуватися.

Коротше як варіант можна використовувати цей RCI не на кабелі а на трубах, але на той момент пристрій, що дозволяє це зробити, було зайняте. Напевно, краще на кабелі таке не проводити, щоб не ризикувати. Може кому нагоді такий досвід.

У нас є контори, в яких досі ПСК визначають пористість і ефективні товщини. Запитань немає, ми й так зможемо нафту качати. Але треба прагнути кращого!)

А починати треба з правильного підходу допланування роботи, тобто. знати, що ви хочете отримати, і хоча б трохи уявляти, що ви можете отримати. Все ж таки знають як працює ПС або ДК, але мало хто розуміє принцип роботи МДТ.

3. Криві КВС після відбору проб, чи використовують товариші гідродинаміки? чи через ефект і глибоке проникнення фільтрату розчину неможливо отримати кондиційні результати? проникність отримана для зони 10 см кому потрібна?

Колеги, які провели ми випробування на кшталт mdt, але тільки халібертонівські, отримали приплив бурового розчину. Халібертон нам за періодом закриття порахували рухливість, тільки виходить, ця рухливість відношення до нафтонасиченого пласта не має, тому що фільтрувався буровий розчин. А пластовий тиск має відношення до пласта чи ні? Адже по суті випробування не представницьке - приплив нафти не отриманий, хоча пласти нафтонасичені (мабуть, сильно загадили під час буріння, бурили ще досить важких розчинах).